12月27日
內蒙古工信廳發(fā)布關于做好2022年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知，對光伏發(fā)電風電項目上網小時數及進入電力市場相關事宜予以明確。
根據通知，2022年將安排常規(guī)光伏保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數900小時，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算。
通知明確，競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內電量按照競價價格結算;除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
通知表示，充分考慮新能源發(fā)電參與電力市場過程中既有政策的連貫性，將分別組織存量補貼項目、平價(低價)項目開展電能量交易。由于蒙西地區(qū)新能源裝機比例較大，根據新能源發(fā)電不可避免具有波動的實際情況，現(xiàn)階段暫組織風電、光伏發(fā)電場站參與月度、月內電量交易。
通知原文摘錄如下：
2022年蒙西電網區(qū)內電力市場交易電量規(guī)模約2000億千瓦時，其中包含一般工商業(yè)用戶新入市電量360億。
拓展市場主體范圍，覆蓋符合電力市場準入要求的蒙西電網現(xiàn)役燃煤機組及風電、光伏發(fā)電場站。
《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》文件印發(fā)前投產的無補貼新能源發(fā)電項目、分散式風電項目、分布式光伏和扶貧光伏項目，暫不參與電力市場交易，根據國家和自治區(qū)要求適時進入電力市場。
除居民(含執(zhí)行居民電價的學校、社會福利機構、社區(qū)服務中心等公益性事業(yè)用戶)、農業(yè)用電之外，10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易(直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電)，暫無法直接參與市場交易的可由電網企業(yè)代理購電;
鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網企業(yè)代理購電。不需要分別參與交易的用電企業(yè)，生產用電及配套輔助生產、辦公等用電統(tǒng)一參與交易;
蒙西地區(qū)全部煤炭用電企業(yè)(含煤炭生產以及洗選)全部納入電力市場，未主動注冊的煤炭企業(yè)可由電力市場主管部門經公示后進入市場。
參與電力市場的新能源發(fā)電項目優(yōu)先發(fā)電計劃安排
2022年，初步安排常規(guī)風電保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數1100小時、特許權項目2000小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算;競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的風電項目，2000小時以內電量按照競價價格結算;除上述電量外風電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
初步安排常規(guī)光伏保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數900小時，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算;競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內電量按照競價價格結算;除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃年內根據居民、農業(yè)實際用電和市場交易情況可適時進行調整。競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的新能源發(fā)電項目，按照競價價格結算的電量優(yōu)先保障居民、農業(yè)用電，剩余部分作為電網企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
新能源電能量交易
1.申報發(fā)電能力
交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)應向交易機構申報各場站全年發(fā)電能力，經調度機構校核后將全年發(fā)電能力分解到月，月分解電量原則上應介于近三年最大月上網電量與最小月上網電量之間，每季度最后一個月15日前可以根據場站實際發(fā)電情況對剩余月份發(fā)電能力做出調整。
調度機構結合新能源月度發(fā)電總量預估情況，對發(fā)電企業(yè)分解的各場站月度發(fā)電能力進行校核，若需要調整，按照各場站月度發(fā)電能力等比例分解。
2.交易方式
充分考慮新能源發(fā)電參與電力市場過程中既有政策的連貫性，分別組織存量補貼項目、平價(低價)項目開展電能量交易。由于蒙西地區(qū)新能源裝機比例較大，根據新能源發(fā)電不可避免具有波動的實際情況，現(xiàn)階段暫組織風電、光伏發(fā)電場站參與月度、月內電量交易。
優(yōu)先開展新能源存量補貼項目電量集中競價交易，由一般行業(yè)用戶、高耗能行業(yè)用戶、校核后發(fā)電能力超出1500小時以上的風電場、校核后發(fā)電能力超出1200小時以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時及1200小時以上發(fā)電能力對應發(fā)電量，采用用戶側單邊競價、邊際出清模式開展，即發(fā)電企業(yè)報量不報價，作為出清價格接受者，用電側按照申報價格由高到低排序直至達到發(fā)電側申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進行市場出清，用戶申報價格不得低于上一年度新能源交易平均價格。
新能源存量補貼項目低于上述小時數的剩余發(fā)電空間及平價(低價)項目可參與協(xié)商交易，協(xié)商未成交的電量可參與掛牌交易。
電量掛牌交易按照用電企業(yè)掛牌，發(fā)電企業(yè)摘牌的模式開展。新能源電能量交易結束后，仍有發(fā)電能力空間的新能源企業(yè)按照剩余發(fā)電空間及用戶需求(新能源協(xié)商、掛牌交易未成交電量)等比例成交，發(fā)電側交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價下浮10%執(zhí)行，用戶側交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價上浮10%執(zhí)行，差額費用處理辦法另行制定。
年內注冊、變更新能源交易上限的電力用戶可在履行完相關手續(xù)后下一季度參與存量補貼項目集中競價增量電量交易。
電力用戶參與新能源電能量交易的規(guī)模由交易機構根據相關要求和新能源申報發(fā)電能力、預計發(fā)電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。
參與新能源交易用戶的新能源電量可暫不執(zhí)行峰平谷分時段價格。
電力外送交易
蒙西電網與其他電網按照網對網交易模式組織開展外送交易。根據受端電網交易周期分別組織開展交易，蒙西電網與受端電網達成交易意向后，由蒙西電網在區(qū)內開展掛牌交易。
其中，新能源發(fā)電參與規(guī)模不得影響蒙西電網完成新能源消納責任權重。掛牌價格暫為受端電網交易價格減去蒙西電網輸配電價，如遇國家、自治區(qū)有明確要求的，按照相關要求執(zhí)行。
原標題：內蒙：競價價格低于燃煤基準價的光伏項目1500小時以外電量均參與市場交易
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